張東旺，史 鑒，楊海瑞，呂俊復(fù)，張 縵，黃 中，李詩媛

(1.北京科技大學(xué) 能源與環(huán)境工程學(xué)院，北京 100083；2.清華大學(xué) 能源與動力工程系，北京 100084；3.上海鍋爐廠有限公司，上海 200245)

0 引 言

氣候問題越來越受到全球的關(guān)注，70多個國家承諾到2050年實現(xiàn)凈零排放，并根據(jù)《巴黎協(xié)定》履行其國際氣候承諾，將承諾轉(zhuǎn)化為行動至關(guān)重要，只有這樣才能確保全球變暖控制在2 ℃以內(nèi)。碳定價機制是一種有效工具，助力國家和企業(yè)實現(xiàn)低碳經(jīng)濟、降低供應(yīng)鏈碳排放。隨著越來越多利益相關(guān)方做出雄心勃勃的氣候承諾，各項計劃與戰(zhàn)略中也更多將碳市場和碳稅納入考量。

隨著能源轉(zhuǎn)型的推進，2020年我國清潔能源占能源消費總量的23.4%，比2012年提高8.9%[1]，水電、風(fēng)電、太陽能發(fā)電累計裝機規(guī)模均位居世界首位。目前風(fēng)光電由于穩(wěn)定性和靈活性問題限制，不能無限擴張[2]。生物質(zhì)能是目前唯一的可再生碳源，其能源總量超過風(fēng)電、光伏和地?zé)岬目偤?，大力發(fā)展生物質(zhì)發(fā)電對于可持續(xù)發(fā)展有重要的戰(zhàn)略意義。在碳達峰、碳中和目標(biāo)下，生物質(zhì)的高效利用不僅有助于實現(xiàn)碳中和，結(jié)合CCS(碳捕集和封存)技術(shù)，即BECCS還可以實現(xiàn)負碳排放[3]。同時，我國作為農(nóng)業(yè)大國，生物質(zhì)資源豐富，而生物質(zhì)電廠向農(nóng)民收購農(nóng)林廢棄物，也可在一定程度上幫助農(nóng)民脫貧致富。

進入21世紀(jì)后，由于政策激勵，生物質(zhì)發(fā)電廠數(shù)量和裝機容量逐年增加[4]，我國生物質(zhì)發(fā)電在新能源發(fā)電結(jié)構(gòu)中占比約1/10，國家能源局數(shù)據(jù)顯示，2020年生物質(zhì)累計裝機達到2 952萬kW，同比增長22.6%，2019年生物質(zhì)發(fā)電量1 111億kWh，同比增長20.4%，預(yù)計到2025年將超過3 255億kWh。

然而，由于生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)正處于完善期，并且燃料成本較高，且“十三五”期間90%以上新增可再生能源發(fā)電項目補貼資金來源尚未落實，全國各地都存在補貼發(fā)放不及時的情況，生物質(zhì)發(fā)電行業(yè)一直承受著巨大壓力。筆者結(jié)合世界各國的碳定價機制，分析了碳中和背景下生物質(zhì)發(fā)電的技術(shù)前景。

1 碳定價現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢

碳定價是指對溫室氣體(GHG)排放以每噸CO2當(dāng)量為單位給予明確定價的機制，包括碳稅和碳市場交易體系(ETS)。碳稅是指規(guī)定碳價格的各類稅收形式，碳排放交易市場(ETS)，是一項減排政策工具，為排放者設(shè)定排放限額，允許其通過交易排放配額的方式進行履約。碳定價的最終目標(biāo)是通過增加化石燃料的使用成本來減緩氣候變化。征收的稅收可以通過補貼環(huán)保項目或節(jié)能減排的技術(shù)開發(fā)來支持可再生能源的發(fā)展。

2019年全球共計發(fā)布10項碳定價機制，數(shù)量創(chuàng)歷史新高。南非成為首個實行碳定價的非洲國家[5]，新加坡碳稅的頒布也成為亞洲地區(qū)征收碳稅的起點[6]。其余的碳定價機制集中在加拿大。

2020年，墨西哥啟動碳排放交易系統(tǒng)試點，標(biāo)志著拉丁美洲首個碳排放交易體系的出現(xiàn)[7]。新不倫瑞克省在與加拿大聯(lián)邦最低碳價保持一致的基礎(chǔ)上還推出了碳稅。中國繼續(xù)醞釀啟動全國碳交易體系，此外，印度尼西亞、黑山以及美國賓夕法尼亞、新墨西哥、北卡羅來納和俄勒岡等地也將碳市場籌建納入考量。紐約市還考慮為建筑行業(yè)單獨設(shè)立碳排放交易系統(tǒng)。

歐盟承諾2050年實現(xiàn)“碳中和”，歐盟實現(xiàn)能源系統(tǒng)碳中和采用的是以生物質(zhì)能為主的可再生能源替代化石能源。生物質(zhì)能占可再生能源的比重高達65%；從碳減排的貢獻來看，生物質(zhì)能占比達43%，位居第一。

德國計劃于2021年前為國內(nèi)供暖和公路運輸領(lǐng)域啟動國內(nèi)碳市場[8]。盧森堡計劃對未包含在歐盟碳排放交易體系中的產(chǎn)業(yè)征收碳稅[9]。奧地利也計劃為歐盟碳排放交易體系外的產(chǎn)業(yè)引入一套碳價機制[10]。

新西蘭計劃自2025年起為農(nóng)業(yè)溫室氣體排放定價。瑞士與歐盟達成協(xié)議，將實現(xiàn)雙方碳交易體系互聯(lián)互通。

冰島自2020-01-01起對氟化氣體征稅。智利在2020年調(diào)整了碳稅基準(zhǔn)，將過去以熱容量來衡量碳稅起征點的方法改為以實體年度排放量定碳稅基準(zhǔn)。葡萄牙繼取消煤炭領(lǐng)域碳稅豁免后，針對歐盟碳排放交易體系規(guī)約下的發(fā)電設(shè)施所用石油和天然氣，也逐步取消相關(guān)碳稅豁免。挪威為實現(xiàn)氣候目標(biāo)，對某些工業(yè)生產(chǎn)過程所使用天然氣、液化石油氣以及漁船用燃料也實行了碳稅豁免廢除。同樣，瑞典取消了對采礦用柴油的部分碳稅豁免，對歐盟碳排放交易體系覆蓋下的熱電聯(lián)產(chǎn)設(shè)施中用于產(chǎn)生熱量的燃料也減少了其碳稅豁免額度。

近年來，全球范圍內(nèi)的碳價有所上漲，但仍呈現(xiàn)從1美元/t(CO2當(dāng)量，下同)到119美元/t差異巨大的局面。2020年公布的已實施碳定價機制地區(qū)的碳價水平[11]如圖1所示(ETS為碳市場交易體系，RGGI為區(qū)域溫室氣體倡議)。目前全球多數(shù)地區(qū)碳價仍然過低，現(xiàn)有碳定價機制所覆蓋的碳排放量中約一半都低于10美元/t。據(jù)碳定價高級別委員會估計，低成本高效益實現(xiàn)《巴黎協(xié)定》溫控目標(biāo)，每噸CO2定價在2030年前須達到50～100美元。國際能源署的可持續(xù)發(fā)展情景也表明，為確保與《巴黎協(xié)定》相一致，碳價需設(shè)立在75～100美元/t。

碳交易是一種靈活度高、減排效果明顯、可行性高的政策工具。國內(nèi)第一個碳定價試點于2013年在深圳啟動，北京等城市隨后也啟動了其他試點，試點初期不允許跨城市進行碳排放交易，因此不同城市碳定價有所不同。圖2為國內(nèi)已試點城市的碳定價走勢，從接近0到130元/t，反映各地區(qū)碳減排成本和碳減排目標(biāo)的差異[12]。試點城市目前的碳定價處于較低水平，且價格波動有所降低，隨著全國碳定價的統(tǒng)一實施，價格將趨于穩(wěn)定，未來的碳定價將隨著減排目標(biāo)的日益嚴峻而提高。當(dāng)前碳市場處于部分城市試點中，對于各電廠的配額政策還未明確。因此筆者側(cè)重從碳稅角度對比2者成本。對于電力企業(yè)，最關(guān)鍵的是碳排放權(quán)分配方式和碳定價水平，這些直接決定額外運營成本。鑒于歐盟的經(jīng)驗[13]，碳排放權(quán)將由初期的免費分配逐步過渡到部分拍賣或全部拍賣的有償方式分配給實體企業(yè)，預(yù)計碳市場的拍賣許可比例將隨著國內(nèi)碳排放交易市場的建立逐步提高。全國碳排放交易于2021-07-16在上海正式啟動，首批納入2 225家發(fā)電行業(yè)企業(yè)，CO2排放量超過40億 t，將成為全球覆蓋溫室氣體排放量規(guī)模最大的碳市場。首筆成交價格位52.78元/t(近2 a碳定價平均水平約為40元/t)。

圖1 已實施碳定價機制的碳價水平Fig.1 Levels of carbon prices based on carbon pricing mechanisms

圖2 試點省份(城市)碳定價走勢Fig.2 Carbon pricing trends in pilot province/cities

2 發(fā)電成本預(yù)測

2.1 煤電成本現(xiàn)狀

錢太瑩[14]通過研究國內(nèi)某火力發(fā)電廠的發(fā)電成本，發(fā)現(xiàn)燃料成本占總成本80%以上，投資折舊成本占9%。周玉立等[15]分析了29個地區(qū)的煤炭和光伏發(fā)電的成本差異，并建立了平均化成本(LCOE)模型，結(jié)果表明，當(dāng)煤價在基準(zhǔn)值上波動100元/t時，發(fā)電成本的變化值為0.029～0.036元/kWh，即變化幅度在9.7%～20.7%。平準(zhǔn)化發(fā)電成本(LCOE)是一種被廣泛用來比較和評估發(fā)電廠綜合效益的量化指標(biāo)，袁家海等[16]利用該模型，分析了2014—2017年我國燃煤發(fā)電成本及其構(gòu)成，得出燃料成本占比最大，達60%以上，其他各項成本波動較小。因此，筆者后續(xù)對燃煤機組發(fā)電成本的分析也僅考慮了燃料價格的影響。

根據(jù)《Energy Intelligence》匯總的數(shù)據(jù)，美國2020年煤電成本為7.3美分/kWh，生物質(zhì)發(fā)電成本為9.4美分/kWh；預(yù)計到2050年煤電成本為10.8美分/kWh，生物質(zhì)發(fā)電成本為8.9美分/kWh?？梢娚镔|(zhì)發(fā)電成本有很大的下降空間，傳統(tǒng)煤電的成本將逐漸提高。

2.2 生物質(zhì)發(fā)電成本現(xiàn)狀

我國生物質(zhì)資源種類多且來源廣，2017年我國可利用的秸稈資源量約7.25×107t(折標(biāo)系數(shù)為0.5 kg/kg)。2019年，我國農(nóng)產(chǎn)品初加工剩余物折合約為3.1×107t(折標(biāo)系數(shù)為0.5 kg/kg)。2019年，生活垃圾可利用折合約為2.76×107t(折標(biāo)系數(shù)為0.271 4 kg/kg)[17]。近年來，生物質(zhì)發(fā)電在我國得到了迅猛發(fā)展，但仍存在一些技術(shù)問題和發(fā)展壁壘。ZHANG等[18]調(diào)研了江蘇省某生物質(zhì)發(fā)電廠的全過程成本，結(jié)果表明燃料成本占比達54%，投資折舊成本占11%。

據(jù)統(tǒng)計，生物質(zhì)發(fā)電若按純燒秸稈計算，收儲運加剛性成本占比70%以上[19]。秸稈發(fā)電的原料成本為0.42元/kWh，若此時純燒生物質(zhì)發(fā)電沒有價格補貼，將面臨虧損。

王斯一[20]采用發(fā)電企業(yè)資源價值流程分析方法，分析了內(nèi)蒙古某2×15 MW林木生物質(zhì)直燃發(fā)電示范項目的經(jīng)濟價值，其發(fā)電成本為0.67元/kWh。王火根[21]通過調(diào)研生物質(zhì)發(fā)電和傳統(tǒng)煤電的經(jīng)濟成本，采用生命周期評價法計算了在經(jīng)濟有效使用期間內(nèi)所有相關(guān)成本，包括固定成本和期間費。結(jié)果表明煤電的平均成本為0.41元/kWh，而秸稈發(fā)電的成本達0.743元/kWh。同時通過生命周期評價(LCA)衡量2種發(fā)電方式的發(fā)電成本，結(jié)果表明秸稈發(fā)電中燃料成本占比高達64.68%。趙浩亮等[22]建立了生物質(zhì)發(fā)電動態(tài)成本分析模型，分析了某初期投資3億元的生物質(zhì)電廠的各項成本。計算結(jié)果表明，燃料費占總發(fā)電成本的50%以上，秸稈價為250元/t時，發(fā)電成本最小值為0.68元/kWh，最大值為0.77元/kWh。

3 碳定價下成本比較

根據(jù)美國自然資源保護協(xié)會(NRDC)的資料，以1 000 MW燃煤電廠為例，超臨界電廠每年排放的CO2比亞臨界電廠低7%，而超超臨界電廠每年排放的CO2比亞臨界電廠低9%。從這個減排數(shù)字來看，超臨界、超超臨界電廠減排量有限。不同蒸氣參數(shù)下每度電的煤耗也不同，以600 MW煤電廠為例，超超臨界現(xiàn)役機組供電煤耗平均值為298 g/kWh，超臨界機組供電煤耗平均值為306 g/kWh，亞臨界機組供電煤耗平均值為320 g/kWh。為估算方便，認為煤耗300 g/kWh，煤中含碳量為73%，產(chǎn)生CO2為803 g/kWh。根據(jù)環(huán)渤海動力煤價格指數(shù)(BSPI)公布的數(shù)據(jù)，2021-05-26動力煤價格為618元/t，近2 a價格平均值為566元/t。圖3為近2 a煤炭價格走勢，可以看出煤價總體呈大幅上升趨勢。

圖3 2019—2021年環(huán)渤海動力煤價格指數(shù)Fig.3 Bohai steam coal price index in 2019—2021

根據(jù)中國電煤采購價格指數(shù)(CECI曹妃甸指數(shù))公布的數(shù)據(jù)，2021-07-26，23 100 kJ動力煤現(xiàn)貨采購平倉價為947元/t，可以反映當(dāng)期市場電煤現(xiàn)貨交易真實成交價格水平。2021年以來，23 100 kJ動力煤價格為564～947元/t，折算成標(biāo)準(zhǔn)煤價格在718～1 206元/t，總體呈上升趨勢，據(jù)碳定價高級別委員會估計，低成本高效益實現(xiàn)《巴黎協(xié)定》溫控目標(biāo)噸CO2定價須在2030年前達到50～100美元。國際能源署的可持續(xù)發(fā)展情景也表明，為確保與《巴黎協(xié)定》相一致，碳價需設(shè)立在75～100美元/t。

筆者根據(jù)碳定價分別為8.18(國內(nèi)首筆碳交易價格)、25、50及75美元進行了考慮碳定價的燃煤發(fā)電成本預(yù)測。并與生物質(zhì)發(fā)電成本0.7元/kWh進行了對比。根據(jù)LCOE模型按標(biāo)準(zhǔn)煤價每上升100元，燃煤發(fā)電成本增加0.03元/kWh，得到了不同碳定價下煤電成本與煤價的關(guān)系如圖4所示。水平橫線為生物質(zhì)發(fā)電成本，垂直豎線為當(dāng)前標(biāo)準(zhǔn)煤煤價?？梢钥闯?，在沒有碳定價法規(guī)下，綜合考慮設(shè)備初投資及運行費用的燃煤發(fā)電成本目前為0.58元/kWh，生物質(zhì)發(fā)電成本為0.70元/kWh，燃煤發(fā)電成本明顯低于生物質(zhì)發(fā)電。碳定價在25美元/t(160元/t(以CO2計，下同))，按當(dāng)前煤價，燃煤發(fā)電成本為0.66元/kWh，接近生物質(zhì)發(fā)電成本，但仍有一定優(yōu)勢。如果按照碳定價高級別委員會估計，要想實現(xiàn)《巴黎協(xié)定》溫控目標(biāo)，每噸CO2定價最低為50美元，即320元/t CO2排放，當(dāng)標(biāo)準(zhǔn)煤價格高于800元/t時，燃煤發(fā)電成本高于生物質(zhì)發(fā)電成本。如果按照國際能源署提出的為確保與《巴黎協(xié)定》的目標(biāo)相一致，碳價需最低設(shè)立為每噸75美元，即480元/t，當(dāng)標(biāo)準(zhǔn)煤價高于450元/t時，燃煤發(fā)電成本高于生物質(zhì)發(fā)電成本。所以，即使在現(xiàn)行煤價及煤價走勢向高的情況下[23]，碳定價需要上漲至較高水平，生物質(zhì)發(fā)電才能表現(xiàn)出優(yōu)勢。

圖4 不同碳定價下煤電成本與煤價關(guān)系Fig.4 Relationship between coal power cost and coal price under different carbon pricing

4 碳定價背景下生物質(zhì)發(fā)電前景分析

4.1 生物質(zhì)發(fā)電成本的劣勢改善

生物質(zhì)發(fā)電的碳減排量核算標(biāo)準(zhǔn)為：① 避免生物質(zhì)無控制焚燒帶來的CO2減排量；② 生物質(zhì)發(fā)電替代同等發(fā)電量的燃煤發(fā)電帶來的CO2排放量。碳定價背景下，生物質(zhì)發(fā)電企業(yè)為碳交易的賣出方，可以彌補部分與煤電成本的差距。我國碳定價與歐盟國家相比偏低，碳定價的逐步上升為生物質(zhì)發(fā)電帶來機會。

從整個生命周期看，生物質(zhì)發(fā)電呈近零排放，在考慮碳捕集與封存時，BECCS可以實現(xiàn)負碳排放。生物質(zhì)作為一種清潔可再生能源受到日益廣泛的關(guān)注，燃燒利用是規(guī)?；咝幚砩锏挠行緩剑坏珜崿F(xiàn)了CO2零排放，還解決了農(nóng)業(yè)廢棄物的露天焚燒造成的環(huán)境污染問題，促進了我國能源的低碳轉(zhuǎn)型。因此，碳中和目標(biāo)的提出，將會極大地促進我國生物質(zhì)發(fā)電的發(fā)展。

4.2 碳捕集與封存導(dǎo)致煤電成本增加

在未來相當(dāng)長的時間內(nèi)，煤炭是CO2排放的主要來源，碳捕集與封存技術(shù)是實現(xiàn)煤電減排目標(biāo)的重要途徑之一。近年來，CCUS技術(shù)逐步實現(xiàn)商用，2019年中國有18個碳捕集項目運行，共捕集CO2170萬t，CCUS技術(shù)可以根本上減少燃煤發(fā)電的CO2排放，且不影響電廠的發(fā)電量和發(fā)電功率。CCUS是實現(xiàn)雙碳目標(biāo)不可或缺的一環(huán)，碳交易市場的建立將為CCUS帶來額外收益，未來燃煤電廠有望通過CCUS達到配額目標(biāo)[24]。

在碳中和目標(biāo)的約束下，燃煤發(fā)電行業(yè)將面臨新的挑戰(zhàn)。目前，碳捕集和碳封存技術(shù)成熟度和應(yīng)用成本仍然較高[25]，當(dāng)前燃煤電廠CO2的捕集成本約300元/t，采用罐車的輸運成本約1.1元/(t·km)，陸地咸水層CO2封存的成本約為60元/t[26]。因此，碳捕集與封存技術(shù)應(yīng)用將會進一步增加燃煤發(fā)電成本。

4.3 發(fā)展可再生能源可促進生物質(zhì)發(fā)電

碳中和背景下需要大力發(fā)展可再生能源發(fā)電，其中技術(shù)成熟的有風(fēng)電、光伏和生物質(zhì)發(fā)電。然而風(fēng)電和光伏，目前存在一定的局限性。光伏電站占地面積大，美國的貝特伯恩太陽能發(fā)電機組裝機總量為850 MW，占地面積36 km2[27]。光伏發(fā)電的太陽能電池板容易積灰且難以清洗，嚴重影響發(fā)電量，額外增加清潔費用；相較于光伏發(fā)電，風(fēng)電占地面積相對較小，據(jù)估算，裝機容量為50 MW的風(fēng)電場，占地面積在15～30 km2[28]。風(fēng)力發(fā)電的轉(zhuǎn)動葉輪容易發(fā)生故障且不易診斷，維護工作需要較高的技術(shù)水平和較大的工作量。目前風(fēng)力發(fā)電機的設(shè)計壽命為20～25 a，然而退役的葉片尚無合適的資源化利用方法，其材質(zhì)為纖維增強塑料(FRP)，難以降解，目前的利用方式主要為填埋和焚燒[29]。然而，焚燒前的粉碎處理消耗較多能量，焚燒后產(chǎn)生污染氣體且容易在鍋爐內(nèi)管造成積灰[30]。填埋方式未實現(xiàn)無害化處理，不是一個可行的長期解決方案。

2021年4月，發(fā)改委發(fā)布光伏、風(fēng)電上網(wǎng)電價征求意見，新建光伏電站和陸上風(fēng)電項目將不再補貼，意味著生物質(zhì)發(fā)電將是唯一享有國家補貼的可再生能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)。

相較于風(fēng)電和光伏，生物質(zhì)發(fā)電不受地域、氣候、天氣等制約，且供電穩(wěn)定。三大類可再生能源發(fā)電對比見表1，生物質(zhì)電站初投資少，可根據(jù)現(xiàn)有燃煤鍋爐改建而成，社會效益更高。

我國每年有近9億t可資源化利用的秸稈[35]，可建成3 000多座30 MW的生物質(zhì)電廠[36]，可以代替煤實現(xiàn)電網(wǎng)調(diào)峰。

2020年9月印發(fā)的《完善生物質(zhì)發(fā)電項目建設(shè)運行的實施方案》，對生物質(zhì)發(fā)電企業(yè)采取先到先得，競價上網(wǎng)的手段獲得國家補貼。在生物質(zhì)原料富集區(qū)，將推動生物質(zhì)發(fā)電企業(yè)向“高發(fā)電、大供熱”的方向發(fā)展；在原料不足地區(qū)，將有利于推廣分布式集中供能。

表1 三大類可再生能源發(fā)電對比

5 生物質(zhì)發(fā)電的發(fā)展方向

5.1 耦合發(fā)電

“十三五”規(guī)劃指出將生物質(zhì)與煤耦合發(fā)電作為重點發(fā)展項目，其中燃燒側(cè)燃煤-耦合生物質(zhì)發(fā)電分為直接耦合和氣化耦合[37]。直接耦合是將生物質(zhì)磨粉后送入鍋爐混燒；氣化耦合是將生物質(zhì)在氣化爐內(nèi)氣化，產(chǎn)生可燃氣體送入鍋爐與煤混燒[38]。

生物質(zhì)氣化耦合燃煤機組發(fā)電技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)高效發(fā)電，技術(shù)穩(wěn)定且易于操作，然而由于機組初期投資及運行維護成本較高，后續(xù)的市場需求較小[3]。

燃煤直接耦合生物質(zhì)發(fā)電是燃料靈活性改造的重要內(nèi)容，在歐美國家得到廣泛應(yīng)用[39]。可以利用現(xiàn)役大容量煤電機組規(guī)?；幚砩镔|(zhì)，提升可再生能源發(fā)電量。相較于生物質(zhì)直燃發(fā)電，燃煤直接耦合生物質(zhì)發(fā)電，供電效率可提高約10%[40]，同時生物質(zhì)中的成灰元素K、Na、Cl得到稀釋，有效解決了積灰結(jié)渣問題，提高了鍋爐可用率[41]。有學(xué)者對比了某350 MW熱電聯(lián)產(chǎn)機組在不同生物質(zhì)摻燒比例下的發(fā)電效率，發(fā)現(xiàn)摻燒比例在10%時對污染物排放影響較小，摻燒10%的生物質(zhì)機組發(fā)電效率較純?nèi)忌镔|(zhì)機組高24%[42]。

5.2 直燃發(fā)電、供熱

2021年2月國家能源局發(fā)布了《關(guān)于因地制宜做好可再生能源供暖相關(guān)工作的通知》，因地制宜加快生物質(zhì)發(fā)電向熱電聯(lián)產(chǎn)轉(zhuǎn)型升級，鼓勵采用大中型鍋爐在人口聚集區(qū)進行區(qū)域集中供暖。同等條件下，生物質(zhì)發(fā)電補貼優(yōu)先支持生物質(zhì)熱電聯(lián)產(chǎn)項目。

我國目前的生物質(zhì)發(fā)電項目大多以純發(fā)電為主，能源轉(zhuǎn)換效率不足30%，低效、低附加值的狀態(tài)早已無法滿足生物質(zhì)發(fā)電發(fā)展需要。從國際生物質(zhì)利用經(jīng)驗來看，生物質(zhì)熱電聯(lián)產(chǎn)的能源轉(zhuǎn)化效率將達到60%～80%，能比單純發(fā)電提高1倍以上[43]。

生物質(zhì)發(fā)電向熱電聯(lián)產(chǎn)方向發(fā)展，不僅可以提高技術(shù)經(jīng)濟性和系統(tǒng)效率，也是政策發(fā)展的必然趨勢[44]。

5.3 與垃圾混燒發(fā)電

農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電和生活垃圾發(fā)電，是構(gòu)成生物質(zhì)發(fā)電的2個主體[45]。生活垃圾相對于農(nóng)林生物質(zhì)熱值較低，經(jīng)嚴格分類后，可以與生物質(zhì)混燒。生活垃圾原料免費且能獲得固廢處理補貼，可以降低生物質(zhì)發(fā)電的原料成本，2種燃料互補，可以提高單一產(chǎn)業(yè)的綜合經(jīng)濟效益[46]。

5.4 閉環(huán)產(chǎn)業(yè)化發(fā)展

利用速生作物發(fā)展能源林，油料能源林可以用來生產(chǎn)生物柴油，木質(zhì)能源林可以用來生產(chǎn)纖維素乙醇。在生物柴油和纖維素乙醇的生產(chǎn)過程中，單糖的發(fā)酵會產(chǎn)生肥料，可以用于速生林快速生長。形成“能源林種植—生物柴油/纖維素乙醇—生物質(zhì)發(fā)電—生物質(zhì)肥料—能源林種植”的循環(huán)發(fā)展模式[47]，多技術(shù)路線的協(xié)同發(fā)展，可以實現(xiàn)發(fā)電-生化相結(jié)合，高效利用。

6 結(jié) 論

1)碳中和背景下，通過對比分析燃煤發(fā)電和生物質(zhì)發(fā)電成本，表明在當(dāng)前的碳定價水平和煤價下，生物質(zhì)發(fā)電成本仍高于煤電成本?？紤]到雙碳戰(zhàn)略的提出以及碳定價和煤價的上漲趨勢，以及燃煤電站CO2捕集封存技術(shù)的應(yīng)用，生物質(zhì)發(fā)電的市場競爭力將逐漸提高。

2)除了依然享受電價補貼、清潔能源供熱補貼，未來碳交易也將是生物質(zhì)發(fā)電獲利的一個途徑。生物質(zhì)電廠參與碳排放交易的量化，在一定程度上取決于其綠色電力。

3)由于生物質(zhì)發(fā)電成本居高不下，加之我國新能源政策補貼落實不到位，生物質(zhì)發(fā)電企業(yè)生存艱難，考慮到未來碳定價配額分配方法的改進以及抵消機制等政策的引入，生物質(zhì)發(fā)電有很大的潛力，且生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)日益成熟，發(fā)電成本有望繼續(xù)降低。因此，隨著碳價和煤價的調(diào)整以及生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)的進步，未來在生物質(zhì)發(fā)電無補貼的情況下，生物質(zhì)發(fā)電成本有望低于附加碳價的燃煤發(fā)電成本。